解读新电改

　　主要亮点：界定电网性质和放开售电侧。上一轮电力体制改革，除了发电侧电源项目建设实现多主体竞争之外，全产业链的其他环节仍然为行政命令和垄断企业把持，市场竞争并未形成，尤其是电网企业，集电力输送、统购统销、调度交易为一体，内部运作封闭，成本不透明，靠吃购销差价“躺着挣钱”，企业始终存在扩大投资规模、追求过高利润的冲动。如今，新电改方案对电网企业的职能有了新的定义：电网企业未来主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。即从事电网投资运行、电力传输配送的平台提供商，起到“电力输送通道”作用。可见，在重新界定电网性质后，新电改方案对电网行业最大的冲击将是其盈利模式的改变，即让电网公司从以往的购售电差价转变为成本和合理利润相结合的模式，将压缩电网的高额利润，让其回归到合理利润水平。也就是说，未来电网企业将失去其本不该有的、非企业的、非市场的职能，其盈利模式将由之前营利性单位变为公用事业单位，只收政府核定的输配电价，即“过路费”。
　　另外，新增售电业务放开也是新电改方案中最大亮点之一。在电力系统发、输、配、售四环节中，发电和售电环节是属于竞争性环节。尽管此次新电改也只是开放了新增售电业务，属于增量部分，并未如市场预期的那样放开原有售电，即存量部分。但无论如何，在电力系统全面引入市场交易机制已是大势所趋。只有让各利益相关方在电力市场中充分竞争，才能最大程度的还原电力在保供前提下的商品属性，让市场真正发挥配置电力资源的决定性作用。
　　具体实施细则比方案更重要。当然，新电改方案只是一个大的框架，只是指明未来改革的基本方向和思路，不可能涉及到具体的实施细节问题，也留下了一些后续待解决的问题，例如，如何保证电力交易机构相对独立？如何强化政府监管？居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格不属于放开之列，所以公益性和调节性的发用电计划不放开，如何保证发电企业不折不扣落实这些发用电计划？在网售仍未完全分开的条件下，如何保证电网的公平输送？取消发用电计划后，电力调度怎么协调？放开竞争性电价后，标杆电价怎么定？售电侧放开，进入售电领域的主体应该具备怎样的标准？这些问题只能靠配套的N个实施细则解决，这些细则至少应包括稳步推进电力改革工作、有序售用电计划、促进电力市场化交易、电力交易机构组建和运营办法、配售电业务准入和监管办法、售电侧体制改革、社会资本进入增量配电领域和输配电价核定办法等指导意见。这些实施细则对电改的推动作用更为强大、更重要，更应引起社会关注和重视。
　　（作者系中国经济学会理事、经济学博士）
　　如何从方向变成行动有待明确
　　■张树伟
　　“9号文”这一客观上将指导未来若干年（尽管具体时间表仍不清楚）电改“顶层设计”的文件已经没有悬念。那么悬念就变成：基于9号文意见，新电改如何从方向变成行动，作用于电力体系的产业组织、行业管理、运行机制与政策？在这一过程中，需要秉承何种价值标准？有哪些需要进一步明确或者讨论的问题，将影响电力改革推进的成效与目标的实现？
　　“9号文”包含了体制改革之外的诸多内容。9号文包含的内容林林总总，覆盖的不仅是体制机制，而几乎是整个电力行业发展的全面问题，特别是明确了很多鼓励与限制性的政策措施，解决市场失灵或者市场临时缺位的问题，更像一个“大规划”。相当部分内容，严格讲，跟电力体制改革（组织、运行与规制）并没有直接关系。比如对分布式能源的鼓励政策、各种可再生能源与高效机组的优先上网问题、高耗能产业合理布局问题、节能减排目标与政策实施问题，以及规划的角色与作用问题等。
　　电改可能有助于这些体制改革之外问题的解决，或可能与这些问题完全无关，抑或可能会使这些问题变得棘手而必须辅以额外或者补充性的政策措施。但是，电力体制改革之于这些问题，最多只能算伴生影响。
　　电改可能带来一些新的问题，但这些问题的解决需要额外的政策，也并不意味着改革本身是有问题的，需要推倒重来。体制机制的改革，主要在于建立市场运行的基础设施、规则与监管能力；而不同的政策措施，着眼于解决市场失灵或临时缺失条件下不同的政策目标。相比动辄就需要“统筹”的说法，这一“分工”与着力点的明确，更能接近市场与政府运行的合理边界。
　　改革的实施路径、工作组与时间表待明确。电力改革涉及到发电、输电、配电、调度、售电与用电等多个方面，改革的实施路径、工作组与时间表将陆续建立。可以预见的，这将持续比较长的时间。